一种抽油机井群直流微电网系统及其协同控制方法与流程

1.本发明涉及直流微电网系统，尤其涉及一种抽油机井群直流微电网系统及其协同控制方法。


背景技术：

2.我国油田多为低渗透的低能、低产油田，用电量相对自喷油井耗费量大，现有的针对油田抽油机进行供电的网络系统，主要依赖是国家电网或者从国家电网抽调的分散式发电单元或网络供电，存在着远距离输电消耗及稳定性差的问题。
3.近年来，为了解决传统能源的结构性矛盾和环境污染问题，实现油田节能降耗、绿色协调可持续发展，以风电、光伏发电为代表的分布式可再生能源得到了大量推广及应用。然而，随着风能、太阳能等分布式可再生能源在电网中不断渗透，它们具有的明显随机性、间歇性和分散性等特征，给电力系统稳定运行、安全控制以及电能质量等方面都造成了不利影响。
4.直流微电网系统是一种可最大化接纳分布式电源、提高供电可靠性、提高电网应急供电能力的电网络拓扑。直流微电网作为一个自治运行系统，可利用电力电子装备的灵活控制技术，如分布式储能设备的改进控制方法和多个储能电源的协调控制对系统内的潮流进行主动调节，从而增强配电系统的稳定性，提高配电系统的效率。因此，直流微电网系统的应用，不仅可以促进采油区内各类可再生能源的有效消纳，还可以提高油井供电可靠性，实现风光互补、高效节能、安全可靠的直流微电网供电系统。
5.目前，直流微电网系统的稳定性与功率平衡主要由储能电池以及超级电容进行控制，安装工程投资成本较高，且后期维护难度较大。同时，直流微电网系统的控制方法主要为集中式控制方法。集中式控制方法需要设置微电网中央控制器经过复杂的计算处理后，对受控单元发送控制指令，实现系统的控制目标。这种控制方式需要的通信网络复杂且成本较高。


技术实现要素：

6.本发明的目的在于针对抽油机井群直流微电网系统现有拓扑结构以及控制方法的不足，以及间歇式新能源出力特性和抽油机负荷波动特性对三相电网稳定的不利影响，提供一种直流微电网的动态功率平衡控制方法，有效降低直流母线电压波动，提高供电系统的稳定性。
7.本发明是通过如下措施实现的：一种抽油机井群直流微电网系统，其特征在于，包括降压变压器、光伏发电单元、风力发电单元以及抽油机负荷，所述光伏发电单元包括光伏电池板与单向dc/dc变换器，所述风力发电单元包括永磁风力发电机组与ac/dc变换器二，所述抽油机负荷包括抽油机与dc/ac变换器三；
8.所述降压变压器的高压侧与三相电网连接，所述降压变压器的低压侧连接到所述ac/dc 变换器一的交流输入端，所述ac/dc变换器一的直流输出端作为公共直流母线，所述
光伏电池板的输出端连接到所述单向dc/dc变换器的低压输入端，所述单向dc/dc变换器的高压输出端并联到所述公共直流母线上，所述永磁风力发电机组的定子出线端连接到所述 ac/dc变换器二的交流输入端，所述ac/dc变换器二的直流输出端并联到所述公共直流母线上，所述抽油机与dc/ac变换器三分别并联在所述公共直流母线；
9.还包括分别并联到所述公共直流母线上的直流卸荷电阻和直流稳压电容，所述直流卸荷电阻通过可控开关控制。
10.所述降压变压器与所述ac/dc变换器一之间串联有电抗器。
11.抽油机井群直流微电网系统的协同控制方法具体包括整流耗能模式，逆变降额模式和孤岛下垂模式；
12.所述整流耗能模式，所述ac/dc变换器一工作于整流状态，维持所述公共直流母线电压稳定，一般电压稳定于750v，控制所述光伏发电单元和所述风机发电单元均工作于最大功率追踪状态；
13.所述逆变降额模式，所述ac/dc变换器一工作于逆变回馈状态，控制所述光伏发电单元、风机发电单元均降功率运行；
14.所述孤岛下垂模式，所述ac/dc变换器一闭锁，控制所述光伏发电单元、风机发电单元按下垂控制系数输出功率。
15.所述逆变降额模式下，所述光伏发电单元和风机发电单元的功率指令p
pv
、p
wind
分别设定为：
[0016][0017][0018]
式中：p
gsc_rt
、p
load
分别表示ac/dc变换器一的额定功率、所述抽油机负荷的功率； k＝p
pv
/p
wind
，为功率分摊系数，且有0≤k≤10。
[0019]
所述孤岛下垂模式下，当所述抽油机负荷的功率大于零，即p
load
＞0时，所述光伏发电单元和风机发电单元的功率指令p
pv
、p
wind
分别设定为：
[0020]
p
pv
＝α1p
load
δp
dc1
ꢀꢀꢀ
(1)
[0021]
p
wind
＝α2p
load
δp
dc2
ꢀꢀꢀ
(2)
[0022]
式中：α1、α2分别为光伏发电单元、风机发电单元的下垂控制系数，且有α1＝k/(1 k)，α2＝1/(1 k)；δp
dc1
、δp
dc1
分别为光伏发电单元和风机发电单元参与母线电压调节所输出的补偿功率，且有δp
dc1
≥0，δp
dc2
≥0；
[0023]
当所述抽油机负荷的功率小于等于零，即p
load
≤0时，闭锁所述光伏发电单元和风机发电单元的变换器的触发脉冲，由所述直流卸荷电阻吸收所述抽油机负荷馈入所述公共直流母线的功率。
[0024]
当所述降压变压器副边电压值正常(一般线电压有效值不低于340v)，且所述抽油机负荷功率大于零时(即p
load
＞0)，所述抽油机井群直流微电网系统运行于所述整流耗能模式；
[0025]
当所述降压变压器副边电压值正常(一般线电压有效值不低于340v)，且抽油机负
荷功率小于等于零时(即p
load
≤0)，所述抽油机井群直流微电网系统切换至所述逆变降额模式；
[0026]
当所述降压变压器副边电压值不正常时(一般线电压有效值低于340v)，所述抽油机井群直流微电网系统切换至孤岛下垂模式。
[0027]
还包括在各个模式下对所述ac/dc变换器一的控制方法，具体为：首先将所述三相电网的线电压u
gabc
与相电流i
gabc
进行同步坐标变换，得到同步旋转坐标系下的d、q轴分量 u
gdq
、i
gdq
；然后将i
gdq
与电流参考值的差值δi
gdq
送入比例积分谐振(pir)控制器，并加入前馈补偿项，得到同步旋转坐标系下的控制矢量v
gdq
；将控制矢量v
gdq
进行反同步坐标变换得到两相静止坐标系下控制矢量v
gαβ
，将v
gαβ
送入空间矢量调制模块，即可得到所述ac/dc变换器一的脉冲信号。具体为：通过现有技术测量三相网侧线电压u
gabc
与三相网侧相电流i
gabc
；将测得的三相网侧线电压u
gabc
与三相网侧相电流i
gabc
进行静止坐标变换，得到静止坐标系下的α、β轴分量u
gαβ
、i
gαβ
，坐标变换表达式为(电压和电流表达式一致)：
[0028][0029]
将u
gαβ
通过锁相环模块得到基波电网角频率ω与电网角度信号θ；
[0030]
将u
gabc
与i
gabc
根据电网角度信号θ进行同步坐标变换，得到同步旋转坐标系下d、q 轴分量u
gdq
、i
gdq
；坐标变换表达式为：
[0031][0032]
将i
gdq
与电流参考值的差值δi
gdq
送入比例积分谐振(pir)控制器，并加入前馈补偿项，得到同步旋转坐标系下的控制矢量v
gdq
；前馈补偿项计算公式如下：
[0033][0034]
其中，比例积分谐振(pir)控制器的传递函数为：
[0035][0036]
式中：kp、ki分别为pi控制器的比例、积分系数；kr0为2倍频谐振器的谐振系数；ωc0为2倍频谐振器的截止频率。
[0037]
将控制矢量v
gdq
进行反同步坐标变换，得到两相静止坐标系下的控制矢量v
gαβ
，将v
gαβ
送入空间矢量调制模块，即可得到控制网侧变流器的脉冲信号。
[0038]
与现有技术相比，本发明的有益效果是：所述抽油机井群直流微电网系统中无需安装储能电池单元以及超级电容单元，直流母线稳定与源荷功率平衡均由光伏、风机发电单元的控制系统进行调节，工程投资成本显著降低，且后期维护难度小；所述抽油机井群直
流微电网系统的协同控制方法在抽油机负荷倒发电或孤岛运行状态下均能够正常工作，并且可以快速、稳定的实现并离网切换过程，使抽油机负荷不受任何影响；所述控制方法的切换均由各单元控制系统自行判断，无需设置中央控制器与通信模块进行实时通信与统一控制，即可实现直流微电网的动态功率平衡，系统运行可靠性高，且有效降低了投资成本。
附图说明
[0039]
图1为本发明的拓扑结构图。
[0040]
图2为本发明的控制流程图。
[0041]
图3为并网运行条件下抽油机井群直流微电网采用传统控制方式时的仿真结果图。
[0042]
图4为并网运行条件下抽油机井群直流微电网采用本发明的控制方法时的仿真结果图。
[0043]
图5为抽油机井群直流微电网采用本发明控制方法且并离网运行切换下的仿真结果图。
[0044]
图6为抽油机井群直流微电网工作于孤岛下垂模式时的仿真结果图。图7为抽油机井群直流微电网系统的网侧全控整流器控制框图。
[0045]
其中，附图标记为：1、降压变压器；2、ac/dc变换器一；3、光伏电池板；4、单向dc/dc 变换器；5、永磁风力发电机组；6、ac/dc变换器二；7、直流卸荷电阻；8、dc/ac变换器三；9、抽油机；10、电抗器；11、公共直流母线；12、抽油机负荷。
具体实施方式
[0046]
为能清楚说明本方案的技术特点，下面通过具体实施方式，对本方案进行阐述。
[0047]
实施例一：
[0048]
参见图1，一种抽油机井群直流微电网系统，包括降压变压器1、光伏发电单元、风力发电单元以及抽油机负荷12，光伏发电单元包括光伏电池板3与单向dc/dc变换器4，风力发电单元包括永磁风力发电机组5与ac/dc变换器二6，抽油机负荷12包括抽油机9与dc/ac变换器三8；
[0049]
降压变压器1的高压侧与三相电网连接，降压变压器1的低压侧连接到ac/dc变换器一2的交流输入端，ac/dc变换器一2的直流输出端作为公共直流母线11，光伏电池板3 的输出端连接到单向dc/dc变换器4的低压输入端，单向dc/dc变换器4的高压输出端并联到公共直流母线11上，永磁风力发电机组5的定子出线端连接到ac/dc变换器二6的交流输入端，ac/dc变换器二6的直流输出端并联到公共直流母线11上，抽油机9与dc/ac 变换器三8分别并联在公共直流母线11；
[0050]
还包括分别并联到公共直流母线11上的直流卸荷电阻7和直流稳压电容，直流卸荷电阻7通过可控开关控制。
[0051]
降压变压器1与ac/dc变换器一2之间串联有电抗器10。
[0052]
实施例二：
[0053]
参见图1、图2和图7，一种抽油机井群直流微电网系统，包括降压变压器1、光伏发电单元、风力发电单元以及抽油机负荷12，光伏发电单元包括光伏电池板3与单向dc/dc 变
换器4，风力发电单元包括永磁风力发电机组5与ac/dc变换器二6，抽油机负荷12包括抽油机9与dc/ac变换器三8；
[0054]
降压变压器1的高压侧与三相电网连接，降压变压器1的低压侧连接到ac/dc变换器一2的交流输入端，ac/dc变换器一2的直流输出端作为公共直流母线11，光伏电池板3 的输出端连接到单向dc/dc变换器4的低压输入端，单向dc/dc变换器4的高压输出端并联到公共直流母线11上，永磁风力发电机组5的定子出线端连接到ac/dc变换器二6的交流输入端，ac/dc变换器二6的直流输出端并联到公共直流母线11上，抽油机9与dc/ac 变换器三8分别并联在公共直流母线11；
[0055]
还包括分别并联到公共直流母线11上的直流卸荷电阻7和直流稳压电容，直流卸荷电阻7通过可控开关控制。
[0056]
降压变压器1与ac/dc变换器一2之间串联有电抗器10。
[0057]
抽油机井群直流微电网系统的协同控制方法具体包括整流耗能模式，逆变降额模式和孤岛下垂模式；
[0058]
所述整流耗能模式，所述ac/dc变换器一工作于整流状态，维持所述公共直流母线电压稳定，一般电压稳定于750v，控制所述光伏发电单元和所述风机发电单元均工作于最大功率追踪状态；
[0059]
所述逆变降额模式，所述ac/dc变换器一工作于逆变回馈状态，控制所述光伏发电单元、风机发电单元均降功率运行；
[0060]
所述孤岛下垂模式，所述ac/dc变换器一闭锁，控制所述光伏发电单元、风机发电单元按下垂控制系数输出功率。
[0061]
所述逆变降额模式下，所述光伏发电单元和风机发电单元的功率指令p
pv
、p
wind
分别设定为：
[0062][0063][0064]
式中：p
gsc_rt
、p
load
分别表示ac/dc变换器一的额定功率、所述抽油机负荷的功率； k＝p
pv
/p
wind
，为功率分摊系数，且有0≤k≤10。
[0065]
所述孤岛下垂模式下，当所述抽油机负荷的功率大于零，即p
load
＞0时，所述光伏发电单元和风机发电单元的功率指令p
pv
、p
wind
分别设定为：
[0066]
p
pv
＝α1p
load
δp
dc1
ꢀꢀꢀ
(1)
[0067]
p
wind
＝α2p
load
δp
dc2
ꢀꢀꢀ
(2)
[0068]
式中：α1、α2分别为光伏发电单元、风机发电单元的下垂控制系数，且有α1＝k/(1 k)，α2＝1/(1 k)；δp
dc1
、δp
dc1
分别为光伏发电单元和风机发电单元参与母线电压调节所输出的补偿功率，且有δp
dc1
≥0，δp
dc2
≥0；
[0069]
当所述抽油机负荷的功率小于等于零，即p
load
≤0时，闭锁所述光伏发电单元和风机发电单元的变换器的触发脉冲，由所述直流卸荷电阻吸收所述抽油机负荷馈入所述公共直流母线的功率。
[0070]
当所述降压变压器副边电压值正常(一般线电压有效值不低于340v)，且所述抽油机负荷功率大于零时(即p
load
＞0)，所述抽油机井群直流微电网系统运行于所述整流耗能模式；
[0071]
当所述降压变压器副边电压值正常(一般线电压有效值不低于340v)，且抽油机负荷功率小于等于零时(即p
load
≤0)，所述抽油机井群直流微电网系统切换至所述逆变降额模式；
[0072]
当所述降压变压器副边电压值不正常时(一般线电压有效值低于340v)，所述抽油机井群直流微电网系统切换至孤岛下垂模式。
[0073]
还包括在各个模式下对所述ac/dc变换器一的控制方法，具体为：首先将所述三相电网的线电压u
gabc
与相电流i
gabc
进行同步坐标变换，得到同步旋转坐标系下的d、q轴分量 u
gdq
、i
gdq
；然后将i
gdq
与电流参考值的差值δi
gdq
送入比例积分谐振(pir)控制器，并加入前馈补偿项，得到同步旋转坐标系下的控制矢量v
gdq
；将控制矢量v
gdq
进行反同步坐标变换得到两相静止坐标系下控制矢量v
gαβ
，将v
gαβ
送入空间矢量调制模块，即可得到所述ac/dc变换器一的脉冲信号。具体为：通过现有技术测量三相网侧线电压u
gabc
与三相网侧相电流i
gabc
；将测得的三相网侧线电压u
gabc
与三相网侧相电流i
gabc
进行静止坐标变换，得到静止坐标系下的α、β轴分量u
gαβ
、i
gαβ
，坐标变换表达式为(电压和电流表达式一致)：
[0074][0075]
将u
gαβ
通过锁相环模块得到基波电网角频率ω与电网角度信号θ；
[0076]
将u
gabc
与i
gabc
根据电网角度信号θ进行同步坐标变换，得到同步旋转坐标系下d、q 轴分量u
gdq
、i
gdq
；坐标变换表达式为：
[0077][0078]
将i
gdq
与电流参考值的差值δi
gdq
送入比例积分谐振(pir)控制器，并加入前馈补偿项，得到同步旋转坐标系下的控制矢量v
gdq
；前馈补偿项计算公式如下：
[0079][0080]
其中，比例积分谐振(pir)控制器的传递函数为：
[0081][0082]
式中：kp、ki分别为pi控制器的比例、积分系数；kr0为2倍频谐振器的谐振系数；ωc0为2倍频谐振器的截止频率。
[0083]
将控制矢量v
gdq
进行反同步坐标变换，得到两相静止坐标系下的控制矢量v
gαβ
，将vgαβ
送入空间矢量调制模块，即可得到控制网侧变流器的脉冲信号。
[0084]
实施例三：
[0085]
参见图1-图7，其中在图3-图6中，vabc为电网输出的三相电压；vdc为直流母线电压；ppv为光伏发电单元的输出功率；pwind为风力发电单元的输出功率；pload、qload分别为抽油机负荷的有功功率、无功功率。
[0086]
一种抽油机井群直流微电网系统，包括降压变压器1、光伏发电单元、风力发电单元以及抽油机负荷12，光伏发电单元包括光伏电池板3与单向dc/dc变换器4，风力发电单元包括永磁风力发电机组5与ac/dc变换器二6，抽油机负荷12包括抽油机9与dc/ac变换器三8；
[0087]
降压变压器1的高压侧与三相电网连接，降压变压器1的低压侧连接到ac/dc变换器一2的交流输入端，ac/dc变换器一2的直流输出端作为公共直流母线11，光伏电池板3 的输出端连接到单向dc/dc变换器4的低压输入端，单向dc/dc变换器4的高压输出端并联到公共直流母线11上，永磁风力发电机组5的定子出线端连接到ac/dc变换器二6的交流输入端，ac/dc变换器二6的直流输出端并联到公共直流母线11上，抽油机9与dc/ac 变换器三8分别并联在公共直流母线11；
[0088]
还包括分别并联到公共直流母线11上的直流卸荷电阻7和直流稳压电容，直流卸荷电阻7通过可控开关控制。
[0089]
降压变压器1与ac/dc变换器一2之间串联有电抗器10。
[0090]
抽油机井群直流微电网系统的协同控制方法具体包括整流耗能模式，逆变降额模式和孤岛下垂模式；
[0091]
所述整流耗能模式，所述ac/dc变换器一工作于整流状态，维持所述公共直流母线电压稳定，一般电压稳定于750v，控制所述光伏发电单元和所述风机发电单元均工作于最大功率追踪状态；
[0092]
所述逆变降额模式，所述ac/dc变换器一工作于逆变回馈状态，控制所述光伏发电单元、风机发电单元均降功率运行；
[0093]
所述孤岛下垂模式，所述ac/dc变换器一闭锁，控制所述光伏发电单元、风机发电单元按下垂控制系数输出功率。
[0094]
所述逆变降额模式下，所述光伏发电单元和风机发电单元的功率指令p
pv
、p
wind
分别设定为：
[0095][0096][0097]
式中：p
gsc_rt
、p
load
分别表示ac/dc变换器一的额定功率、所述抽油机负荷的功率； k＝p
pv
/p
wind
，为功率分摊系数，且有0≤k≤10。
[0098]
所述孤岛下垂模式下，当所述抽油机负荷的功率大于零，即p
load
＞0时，所述光伏发电单元和风机发电单元的功率指令p
pv
、p
wind
分别设定为：
[0099]
p
pv
＝α1p
load
δp
dc1
ꢀꢀꢀ
(1)
[0100]
p
wind
＝α2p
load
δp
dc2
ꢀꢀꢀ
(2)
[0101]
式中：α1、α2分别为光伏发电单元、风机发电单元的下垂控制系数，且有α1＝k/(1 k)，α2＝1/(1 k)；δp
dc1
、δp
dc1
分别为光伏发电单元和风机发电单元参与母线电压调节所输出的补偿功率，且有δp
dc1
≥0，δp
dc2
≥0；
[0102]
当所述抽油机负荷的功率小于等于零，即p
load
≤0时，闭锁所述光伏发电单元和风机发电单元的变换器的触发脉冲，由所述直流卸荷电阻吸收所述抽油机负荷馈入所述公共直流母线的功率。
[0103]
当所述降压变压器副边电压值正常(一般线电压有效值不低于340v)，且所述抽油机负荷功率大于零时(即p
load
＞0)，所述抽油机井群直流微电网系统运行于所述整流耗能模式；
[0104]
当所述降压变压器副边电压值正常(一般线电压有效值不低于340v)，且抽油机负荷功率小于等于零时(即p
load
≤0)，所述抽油机井群直流微电网系统切换至所述逆变降额模式；
[0105]
当所述降压变压器副边电压值不正常时(一般线电压有效值低于340v)，所述抽油机井群直流微电网系统切换至孤岛下垂模式。
[0106]
下面根据传统的控制方式与本技术中的控制方式进行对比：
[0107]
如图3所示为并网运行条件下抽油机井群直流微电网采用传统控制方式时的仿真结果。仿真过程中，0.3s时抽油机处于倒发电状态，风电机组与光伏组件继续向直流母线输送功率，此时抽油机不需要电网提供功率，电机、风机、光伏发出的功率均被反馈在直流母线上，导致直流母线电压更加迅速地上升，到达600v时触发直流卸荷电阻保护动作，当0.6s 电机处于上冲程后直流母线电压逐渐恢复到540v。可见，传统控制方式下，由于没有考虑抽油机负荷的功率波动，当油机下冲程倒发电时，易导致直流母线电压飙升，危及系统运行安全。
[0108]
如图4所示为并网运行条件下抽油机井群直流微电网采用本发明所述控制方法时的仿真结果。仿真起始阶段，抽油机负荷所需功率大于零，微电网处于整流耗能模式，1.2s开始抽油机逐步进入倒发电状态，微电网逐步切换至逆变降额模式。对比图3可见，采用本发明的控制方法不仅能够满足负荷的功率需求，还能确保质量母线电压的相对稳定(全过程母线电压波动小于30v，没有触发直流卸荷电阻保护动作)。
[0109]
如图5所示为抽油机井群直流微电网采用本发明控制方法且并离网运行切换下的仿真结果。如图所示，在1s时时刻，电网发生短路故障，系统检测到变压器副边电压值不正常，即线电压有效值低于340v，系统自动切换至孤岛下垂运行模式；1.4s后电网故障排除，系统重新投网运行。仿真测试结果表明，所提出的控制方法能够实现微电网并离网运行状态的自动切换，且不会引起大的电磁暂态冲击。
[0110]
如图6所示为抽油机井群直流微电网工作于孤岛下垂模式时的仿真结果。如图所示，该运行模式下，负荷功率在1.2s时陡增，当负荷功率大于光伏、风电输出的最大功率，直流母线电压开始迅速跌落；当直流母线电压跌落至520v时，系统自动切除部分负荷，维系源荷功率平衡，直流母线电压重新过渡到稳定状态。仿真测试结果表明，所述控制方法能够有效提升直流母线电压稳定水平，确保系统安全稳定运行。
[0111]
本发明未经描述的技术特征可以通过或采用现有技术实现，在此不再赘述，当然，
上述说明并非是对本发明的限制，本发明也并不仅限于上述举例，本技术领域的普通技术人员在本发明的实质范围内所做出的变化、改型、添加或替换，也应属于本发明的保护范围。